延长油田X区块高含水油藏不稳定注水可行性机理研究

为研究X区块高含水油藏不稳定注水的可行性,通过CMG软件建立机理模型研究了不稳定注水的可行性,并且对影响不稳定注水的因素进行分析。数值模拟结果表明:不稳定注水技术相比于常规注水开发效果较好,日产油量相比于常规注水能提高57%,累计产油量相比于常规注水能提高943 m3,含水率比常规注水低5.27%,且在不稳定注水方式下的注水量可以比常规注水减少5245.2 m3,毛管力、原油黏度、储层非均质性影响不稳定注水开发效果。X区块高含水油藏适合利用不稳定注水进行开发,该研究为目标区块后续进行不稳定注水提供了理论依据。

潜山裂缝性油藏不稳定注水量化研究及应用

为提高潜山裂缝性油藏不稳定注水效果,对锦州25-1南潜山油藏储层发育主控因素分析后将其分为三类储层模式,并明确了各类储层模式剩余油分布规律及挖潜重心。在此基础上,进行注水方式和各类储层的适应性研究。研究结果经矿场试验表明:Ⅰ类储层采用脉冲注水、注水周期4个月、累积注采比1.0;Ⅱ类储层采用周期注水、注水周期6个月、累积注采比0.9;Ⅲ类储层采用异步注采、注水周期8个月、累积注采比0.8,开发效果最优。研究成果指导了潜山裂缝性油藏优化注水工作的开展,可为同类油藏的开发提供借鉴。

不稳定注水技术在低渗透裂缝油藏的应用

随着全球石油资源的日益枯竭,低渗透裂缝油藏的开发已成为石油工业的重要研究方向。低渗透裂缝油藏是一种具有复杂地质特征和困难开发的油藏类型,为了提高油藏的采收率和经济效益,研究者们不断探索新的开发技术,不稳定注水技术是一种在低渗透裂缝油藏中应用的有效方法。首先提出其技术理论基础,继而分析其在低渗透裂缝油藏的技术应用,以期为今后低渗透裂缝油藏的开发提供有益的参考。

不稳定注水提高非均质油藏水驱开发效果研究

由于非均质地层中不同渗流特性介质的压力传导速度不同,不定期地改变注水井的注入量可在储层中高渗透层和低渗透层之间产生不稳定的压力差,压力差产生油水交渗流动,弹性力使油被置换出来,从而达到提高原油采收率的目的。现场生产实践表明,在达到相同的采出程度时,常规注水的含水率高于不稳定注水的含水率;不稳定注水的最终采收率明显高于常规注水的最终采收率。

疏松砂岩油藏不稳定注水机理研究及矿场实践

孤东油田1996年开展了单井单层单向、单井多层单向、多井多层单向三类井组进行了不稳定注水试验,见到初步效果。1999年运用物理模型、数值模拟、渗流力学和油藏工程方法开展了不稳定注水机理研究,研究了油层非均质性、岩石润湿性、毛管力、原油物性、开发井网、不稳定注水时机、压力保持状况、注水强度、注水周期等因素的影响,表明孤东油田油藏适合开展不稳定注水,并确定了有关技术界限。在具体不稳定注水实施方案编制过程中,由于考虑的因素很多,采用正交法和模糊决策法优化参数设计。2001年以来在孤东七区西63+4等5个区块进行了整体不稳定注水,效果显著。

不稳定注水适应性分析

不稳定注水是提高水驱开发效果的一种有效手段,原有成果主要从油藏特性、注水制度等方面研究。随着水驱程度日益深入、地下注采状况更为复杂,有必要全面研究不稳定注水增效机理。根据现场实践,结合水驱后期剩余油分布特征,提出了主要从井网、注采关联出发的不稳定注水适应性分析。研究认为,应优先选择注采关联相对独立的井组、选择位于油层边部及井网相对不完善区井组、选择层间差异较大的井组实施不稳定注水。实践证明,考虑井网后的不稳定注水,现场实施效果更好。

不稳定注水技术研究及应用

为了提高剩余油采收率 ,首先对用玻璃微珠填充的油藏物理模型进行了不稳定注水模拟 ,然后选择了一块面积为 1 km2 的油藏 ,采用 VIP模拟器进行数值模拟。在模拟的基础上从理论和实践 2方面进行了综合分析 ,阐明了周期注水 (包括改向注水 )提高非均质油藏采收率的机理和不稳定注水工程参数的优化等问题。并在胜利油区辛 1 0 9沙一段和胜坨油田坨沙二段 1～ 2砂组做了不稳定注水油矿试验。实施制定的不稳定注水方案后 。

整体不稳定注水技术在大芦湖油田的应用

大芦湖油田樊29块是典型的裂缝性低渗透油藏，整体压裂后投产，经过10多年的注水开发，目前已进入中高含水阶段，常规调配效果越来越差。在油藏精细研究基础上，借鉴低渗透油藏研究的新理念和新成果，结合数值模拟、测井解释成果、油藏工程方法、油层渗流力学理论、室内试验等技术手段和理论，对该块中高含水期的动态调配方法进行探索，提出“变井排注水驱替井排间剩余油、变周期注水增大注水波及体积、变幅度注水改变渗流方向”的灵活注水方式。经过矿场实践，取得较好的效果，达到降低自然递减、改善水驱状况的目的，增加可采储量18．3×10^4t。

不稳定注水模拟实验及其在不同类型砂岩油藏中的应用

建立了模拟正、反韵律油藏的物理模型以及矿场可能出现的 9种注水模式。利用室内模拟实验和矿场实际应用验证了砂岩油藏不稳定注水提高采收率的机理 ,并量化了平面转网后不同韵律油藏采收率的增加值 ,得出了在不同注入方式下的注入孔隙体积倍数、采出程度、采出程度增加值等参数不同时的累积采油量。实际应用表明 ,不稳定注水缓解了油藏层内非均质的矛盾及层间矛盾 ,且正韵律油藏的注水效果优于反韵律油藏。通过转网缓解了油藏平面的矛盾 ,并且在不同含水阶段转网均可提高采收率。在胜利油区采用不稳定注水取得了明显的降水增油效果。

水平井井区不稳定注水数值模拟——以敖南油田M72水平井井区为例

敖南油田M72水平井井区具有低渗透裂缝性油田特征,油田目前开发过程中水平井产量递减较快,为确保水平井井区的高效开发,对该区块不稳定注水方法进行了数值模拟研究。在应用Petrel地质建模软件与Eclipse数值模拟软件的基础上,对模拟区进行了精细地质建模与历史拟合,并设计了多种不稳定注水调整方案,以确定水平井不同储层、不同部位的合理注水强度以及合理注水周期,分别预测各方案的开发指标,对比不同方案的开发效果,最后综合各优化方案,总结出一套适合敖南油田水平井—直井联合开发的注水调整方案。结果表明,对于厚度小且渗透率低的储层适合采取对水平井加强指端注水、控制根端注水的方法,且指端与根端注水量之比为1.14,区块的合理注水强度为2.1 m3/(d.m),合理注水周期为3个月。

层状非均质油藏不稳定注水室内实验研究

为了认识不稳定注水的驱油机理和主要因素对不稳定注水开发效果的影响,采用人造2层纵向非均质块状模型进行不稳定注水和常规注水驱油实验。实验结果表明,不稳定注水有效地改善了层状非均质砂岩油藏的开发效果;地层纵向非均质性对不稳定注水开发效果影响显著;开始不稳定注水的时机越早越好,连续注水转不稳定注水的最佳时机是含水率40%左右;非对称型不稳定注水效果要好于对称型不稳定注水,其中短注长停方式效果最好。

不稳定注水在下二门油田泌238断块的应用

泌 2 38断块属于含油面积小、控制井网不完善的低渗透油藏 ,常规注水含水上升快、产量递减大。为解决常规注水效果差的难点问题 ,开展了不稳定注水现场应用 ,结果表明不稳定注水对小目标油藏扩大注水波及体积。

文中油田不稳定注水系统研究及应用

不稳定注水是一种适用于层状非均质油层的开发方法 ,其原理是利用注水量或注水压力的波动 ,在油层中建立不稳定压力降 ,在不同渗透率小层间产生不稳定交渗流动 ,并使各小层中的液体重新分布 ,从而提高注入水在地层中的波及体积。文中油田 2 5东块采用不稳定注水取得显著效果。本文系统地叙述了不稳定注水的原理、开发方法、特点及适用条件 ,详细分析了不稳定注水参数对其效果的影响 ,为复杂断块油田高含水后期的控水稳油 。

缝洞型碳酸盐岩油藏非对称不稳定注水研究

非对称不稳定注水广泛应用于强非均质和裂缝型砂岩油藏中,但由于大尺度碳酸盐岩缝洞型油藏地质构造和流体流动规律的复杂性、特殊性,在大尺度碳酸盐岩缝洞型油藏运用较少。在深入调研国内外周期性注水理论、注水机理和影响因素、吸入过程非平衡状态、砂岩油藏中非对称不稳定注水理论及示踪剂监测技术等基础上,从非对称不稳定注水作用机理出发,结合碳酸盐岩缝洞油藏地质构造的特殊性,针对由于地质、流体参数难以有效获取而导致的不能确切计算合理的注水参数的难题,先后对注入量和注水周期和示踪剂监测的原理和意义进行了研究。研究表明,对于缝洞型碳酸盐岩油藏非对称不稳定注水,在注水初期可利用示踪剂监测峰值及衰竭时间来近似确定合理的停注时间,并进一步判断水窜风险;在注水后期,结合示踪剂突破时间和受效井生产动态进行动态调整可取的良好的效果。最后笔者通过实例分析进一步论证了非对称不稳定注水对大尺度缝洞型碳酸盐岩油藏有很好的适应性。

大芦湖油田高21块不稳定注水方式研究

针对注采井间窜流通道导致大芦湖油田高21块油井产量快速递减、含水率迅速上升、剩余油分布不均的问题,利用流线模拟与模糊综合评判相结合的方法定量识别注采井间窜流通道,并通过现场示踪剂检测结果验证窜流通道识别结果的准确性。以此为基础,设计36种不稳定注水方案,优选不稳定注水方式。研究表明:流线模拟与模糊综合评判相结合可以定量识别水驱窜流通道;对称周期注水、短注长停注水、异步不稳定注水可以起到增油降水、扩大波及体积的作用。全区异步不稳定交替注水方案为技术、经济最佳方案,与常规水驱方案相比,累计产油量提高7.6×10^4m^3,净收入提高1074×10^4元。该研究为此类油藏的高效开发提供了重要的借鉴意义。

梁南浊积岩油藏不稳定注水

阐述了梁南浊积岩油藏实施不稳定注水的可行性;介绍了纯47、粱23、44和38四个区块分别实施周期脉冲注水、对角井交替注水、两排井交替注水、隔井分组交替注水的实践;讨论了按注采井距和地层导压系数确定注水周期和选择注水量的方法;并通过梁南浊积岩油藏不稳定注水的实践结果和取得的经济效益,得出几点认识。

数模技术在裂缝性油藏不稳定注水中的应用——以火烧山油田H_3油藏为例

火烧山油田H3油藏为裂缝性低渗透砂岩油藏,裂缝发育、储层非均质性极强,是制约油藏开发的主要因素,而不稳定注水是减小储层非均质性不利影响的开发措施。针对油藏地质特征和开采现状,有效利用油藏数值模拟技术,优化不稳定注水参数及方案,并经现场试验,取得了较好的效果。为火烧山油田高含水期提高采收率探索了一条方便、有效、经济的途径。同时,也实现了油描到动态分析再到实际生产的转换。

砂岩油藏不稳定注水技术及应用效果监测方法

胜利油区砂岩油藏的储层非均质性影响了水驱开发效果,特别是油田进入高含水期后,油藏层间、层内及平面矛盾突出,储量动用不均衡。20世纪80年代末至今,胜利油区逐渐加大了不稳定注水技术的研究和应用力度。结合实验、油藏数值模拟研究及矿场应用效果,阐述了不稳定注水技术提高采收率的机理及应用条件,提出了配套的评价应用效果的监测方法。不稳定注水技术可以改善油藏水驱效果,提高油藏采收率;利用开发测井、生产测井、试井分析、检查井取心资料分析等方法,可以半定量、定量描述油藏水驱动用状况及剩余油分布的阶段动态变化,为不稳定注水工程参数的进一步优化提供依据。

梁家楼浊积岩油藏不稳定注水试验

阐述了梁家楼浊积岩油藏实施不稳定注水的可行性;介绍了不同构造和井网特点的4个区块分别实施周期脉冲注水、对角井交替注水、两排井交替注水、隔井分组交替注水的试验情况;讨论了按注采井距和地层导压系数确定注水周期和选择注水量的方法;并通过梁家楼浊积岩油藏不稳定注水的试验结果和取得的经济效益,得出几点认识。